考虑渗吸效应的页岩油井体积压裂用液强度优化方法——以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例

以南襄盆地泌阳凹陷X-1井为例,将岩心实验测得的带压渗吸规律通过岩心尺度油藏模拟拟合得到表征渗吸过程的毛管压力特征曲线及相对渗透率特征曲线,将其代入宏观油藏模型中模拟压后焖井过程,建立体积压裂用液强度优化方法。研究表明:压裂液用液强度的优化必须考虑造缝要满足预测最终可采储量的需求、满足渗吸驱油的需求、满足补充地层能量的需求,同时将压裂液用液强度控制在临界渗吸强度附近,避免液量过少导致渗吸置换作用不充分,液量过大导致成本增加与潜在储层伤害。模拟发现,压裂液用液强度与单井预测最终可采储量正相关且存在最优值,大于最优值后,单井预测最终可采储量增加的幅度将越来越小,通过适当提高压裂液用液强度补充地层能量提高焖井压力,适当增加焖井时间,可有效增加压后产能。经过X-1井现场试验验证,该优化方法对油井生产效果改善显著,具有较好的实用性。

深层页岩气水平井体积压裂技术

深层(深度超过3 500 m)页岩气储层地应力高、水平两向应力差异大、层理和天然裂隙分布复杂、岩石塑性特征强,导致水力裂缝破裂延伸困难、裂缝复杂性程度及改造体积低、导流能力低且递减快,极大制约了深层页岩气的经济有效开发。为此提出了针对性与现场可操作性均强的深层页岩气水平井体积压裂技术方案,即以平面射孔、多尺度造缝、全尺度裂缝充填及高角度天然裂缝延伸控制为核心,配套形成了多级交替注入模式(酸、滑溜水、胶液)以及以变黏度、变排量、混合粒径及小粒径支撑剂为主体的工艺方法,最大限度地提高了深层页岩气的有效改造体积(ESRV)。在四川盆地永川、威远及焦石坝南部等深层页岩气井的压裂中,部分成果获得应用,实施效果显著。其中,永页1HF及威页1HF压后初产分别为14.1×10~4 m^3/d和17.5×10~4 m^3/d。深层页岩气水平井体积压裂技术的突破,对确保涪陵二期深层3 500~4 000 m深度范围内50×10~8 m^3页岩气产能建设目标的实现、垂深不超过6 000 m以内的巨大页岩气资源量的经济开发动用,都具有十分重要的现实指导意义。

整体压裂优化方案设计的理论模式

以胜利大芦湖油田樊 12 8块油藏为例 ,以整个油藏 (包括含在其中的水力裂缝 )为研究单元 ,以整个油藏未来的开发、调整和压裂效果评价为着眼点 ,以地质与生产动静态资料为参数覆盖依据 ,并用模糊多因素决策方法为优选最佳缝长的评价方法 ,最终提出了一套新的整体压裂优化设计的概念和方法。该研究模式能综合考虑储层有效渗透率、有效厚度、目前地层压力以及油井含水率等多种因素的影响 ,因而能精细提供油藏在不同开发生产阶段进行水力压裂时的最佳缝长设置 ,从而改变了过去整体压裂方案过于笼统、抽象的缺点 ,以及在指导单井压裂设计时的针对性和有效性不强的局限性。经其他可靠手段验证 ,此研究结果可靠 ,且简单易行 。

低渗透油藏压裂井动态预测的有限元方法

以往动态预测研究在任意方位裂缝井的产能预测、裂缝三维支撑形态的模拟、启动压力的影响、裂缝内相对渗透率曲线的影响、不规则油藏边界的刻画、非水平非等厚油藏模型的精确模型计算以及非恒定裂缝导流能力的影响等方面存在一些不足 ,利用等参有限元方法可加以研究和改进。建立了统一的油藏—裂缝系统渗流模型 ,在空间上用有限元法进行离散 ,在时间上用稳定性好的向后差分格式进行离散。用IMPIS方法和预处理共扼梯度法求解离散后的压力方程和含水饱和度方程。在此基础上 ,用VisualBasicforWindows编程语言进行了数值计算 ,并与“黑油模型”进行了对比验证。实例研究结果表明 ,文中的研究方法可行 ,计算结果稳定可靠 ,可用于指导实际工作。

页岩可压性指数评价新方法及应用

脆性指数是评价页岩可压性的基础,国外的脆性指数研究只局限于近井筒参数。为了更全面地表征页岩的可压性,以压裂施工参数为基础,从能量的角度提出了一种新的页岩脆性指数综合评价方法,并建立了地质参数与工程参数有机结合的可压性指数综合模型;同时应用归一化方法,建立了利用等效支撑剂量与等效压裂液量的比值表征可压性指数的新模型。实例计算表明,采用该方法计算的脆性指数及可压性指数与压后产气效果关联度较强,能够准确反映裂缝的延伸性,其值大小可作为优选压裂段簇位置的依据,并具有较高的可信度和现场实用性。建议在现场推广应用,以促进国内页岩气的勘探开发效果及水平。

高温深井裂缝性泥灰岩压裂技术

华北束鹿凹陷泥灰岩的主要特点有:①深井(4237.5m)、高温(146℃)、高压(42MPa);②高泥质含量(占岩石的15%～22%),黏土矿物中运移矿物含量高(占黏土的54%～71%);③水平层理异常发育,并伴随高角度缝洞;④基质特低渗(0.0087～0.022mD),可动流体饱和度特低(12.3%～18.3%)。针对泥灰岩储集层特点,提出了水力压裂技术系统:①新型的“超级”瓜尔胶体系;②不同粒径组合的高强度陶粒;③新型的小型测试压裂技术;④新型的压裂工艺参数优化及施工技术,如压裂工艺参数的多级优化技术、多裂缝控制技术等;⑤新型的压裂后放喷及排液技术。将上述技术应用于晋古13井,压裂取得了理想的效果,初步形成了泥灰岩储集层的水力压裂技术体系。

垂直裂缝井稳态产能的计算

现场水力压裂设计需要有计算裂缝井产能的简易方法。应用保角变换原理，先将垂直裂缝井产量求解问题转化为简单的单向渗流问题；然后根据微元体流动分析，综合应用物质守衡原理和达西运动方程，同时利用压力耦合原理（在基质和裂缝的衔接处压力对应相等），导出了裂缝内变质量流动时的压力所满足的二阶微分方程；进而推导出不同缝长和导流能力（包括无限导流能力和有限导流能力）裂缝井的产能公式。所得结果与一些经典方法及现场压裂井实际压裂后产量的吻合程度较好，且简单易行，便于现场水力压裂设计时应用。图２表２参３（蒋廷学摘）

由地面压裂施工压力资料反求储层岩石力学参数

应用常规的地面压裂施工压力资料和前置液阶段的瞬时停泵压力测试等资料,初步探讨了求取储层原位岩石力学参数的新方法。该方法首先是由地面施工压力计算井底压力,并由井底压力的增长模式确定裂缝的扩展形态(为简单起见,文中仅假设为PKN模型和KGD模型2种)。然后,根据裂缝形态的不同,确定相应的计算公式。其实质就是利用裂缝宽度既与杨氏模量相关,又与裂缝净压力相关的特点,建立不同时间的井口压力与杨氏模量间的对应关系曲线。同时,利用泊松比与最小水平主应力的相关式,由最小主应力的变化曲线,求出了泊松比的变化曲线。经其他可靠手段验证,该方法计算结果可靠,且简单易行,便于现场推广应用。既可用于压裂的实时分析,也可用于压后评估分析。所以,该方法对提高水力压裂的优化设计水平,具有一定的参考价值。

新型前置投球选择性分压方法及其应用

针对以往常规投球分层压裂的局限性,提出了将二次加砂或多次加砂改变为一次加砂的做法。具体做法是:将投球的时机提前到前置液中间某个时段,在正式加砂前,用低黏度的线性胶和(或)活性水替满一个井筒容积,然后适当停泵,之后再正式加砂;如果是多薄层压裂,可尝试前置液阶段多次投球;多次投球时,应设计较小的排量,并且排量应保持恒定以判断是否压新层。经现场初步应用,证明该方法适应性与针对性强,具可操作性,适合于特低渗透薄互层的高效压裂改造。该方法避免了以往常规投球压裂的盲目性和层间窜流造成的支撑剂干扰现象,在提高压开程度、控制裂缝高度、改善支撑剖面及提高压后效果等方面,具有重要的理论和实践意义。

低渗透难动用储量压裂专家系统的研究及应用

针对国内低渗透油田储量难动用的特点,提出了经济有效开发的压裂专家系统。该系统包括基于网络功能的数据库、区块经济评价的蒙特-卡洛风险性分析、不规则井网与裂缝系统的快速评价、基于遗传算法的压裂方案优化及压后排液和求产的优化等。在此基础上,以降低成本和提高单井产量为目标,进行了现场新技术的试验,包括考虑地应力的井网优化、低粘度压裂液及多种支撑剂组合注入、分层压裂、大型压裂、水力压裂及超前注水等。在3个油田进行了现场应用,取得了显著的效果。吉林油田前48区块提高产量34%,降低成本37%;在克拉玛依油田3口井进行了低聚合物压裂和分层压裂试验,压裂后原油产量提高2倍以上;在董志油田的超前注水也见到了实际效果。

松辽盆地南部致密气藏低伤害大型压裂改造技术研究与试验

松辽盆地南部深层致密气藏具有岩性多变、低孔、特低渗、埋藏深、杨氏模量高、压力高、温度高等特点,压裂改造的主要难点是加砂规模小、施工砂液比低,且易发生早期脱砂现象,使压裂改造效果一直难以获得突破。为此,研究了一种新的低伤害大型压裂技术,力求实现低伤害、深穿透、高导流的目标。其要点包括压前储层精细评价、耐高温耐剪切的低伤害压裂液体系、小粒径为主的高强度组合粒径支撑剂、压裂多级优化设计、螺旋式及段塞式加砂程序设计、新型压裂施工配套技术等。经两年9井次现场试验,成功率由以往的50%提高到80%以上,最高加砂量达90m3,打开了松南盆地南部深层致密气藏的勘探局面,为今后的经济有效开发提供了重要的技术支撑。

压裂方案经济优化的智能专家系统研究

初步研究并建立了压裂方案经济优化的智能专家系统 ,其核心是遗传算法在压裂方案经济优选中的应用。该算法的突出特点是采用随机生成的方法 ,先形成几十个甚至几百个待选压裂方案 (每个压裂方案包含的各种设计参数各不相同 ) ,然后 ,综合应用杂交和变异两种方法对诸压裂方案包括的诸多设计参数进行系统优化 ,经过多代遗传和变异后 ,最终可形成按经济净现值大小排序的压裂方案系列 ,从中可优选出最佳方案。此外 ,在智能专家系统中考虑到油价和利率在特定范围内的随机波动 ,因而是一个符合实际的理想模型。经现场压裂施工验证 ,取得了比常规压裂优化方法更为满意的效果。

裂缝强制闭合条件下的压降分析新模型

以物质平衡原理和相关分析模型为基础 ,对PKN和KGD两种裂缝模型建立了裂缝强制闭合条件下的压力降落解释模型。与以往模型相比 ,该模型既能考虑压裂后立即放喷对裂缝参数解释的影响 ,又能考虑停泵后裂缝继续延伸的情况 ,尚可考虑停泵后新延伸裂缝的滤失量及初滤失量。该模型也同样适用裂缝自然闭合的情况。模拟结果表明 ,当进行裂缝强制闭合时 ,以往模型解释的滤失系数比实际值偏大 ,而该模型可获得真实的滤失系数及其他油藏参数和裂缝参数。经矿场实例验证 ,本模型的计算结果稳定可靠 。

页岩气水平井分段压裂优化设计新方法

针对页岩气水平井分段压裂形成的复杂性裂缝量化表征困难、压裂优化设计方法不成熟的问题,对已有裂缝复杂性指数表征方法做了进一步深化,考虑各分支裂缝沿主水力裂缝方向的分布密度及其相互间渗流干扰波及面积,提出了新的裂缝复杂性指数表达式,使其不仅仅是一个范围,而是一个具体数值。围绕最大限度提高裂缝复杂性指数的压裂优化设计目标,从配套施工参数的优化与控制、最终预期产量的预测等方面入手,给出了针对水平层理缝/纹理缝发育储层、高角度天然裂缝发育储层的压裂优化设计方法及流程,并提出了天然裂缝分布密度及延伸缝长的定量描述方法。该压裂优化设计新方法在涪陵焦石坝某井进行了试验,其无阻流量比邻井约高26%,证明该新方法能有效提高页岩气水平井分段压裂的效果,对页岩气的经济有效开发具有重要意义。

粗糙裂缝内支撑剂运移铺置行为试验

为了定量预测粗糙裂缝内支撑剂覆盖率,开展不同工况下粗糙裂缝内支撑剂覆盖率的试验研究。基于自主设计的粗糙裂缝试验装置,通过控制变量方法进行不同壁面粗糙度、泵注排量、支撑剂质量分数、压裂液黏度等条件下的输砂试验,定性揭示不同施工参数对支撑剂在粗糙裂缝中输送的影响规律,并基于试验结果提出粗糙裂缝内支撑剂覆盖率计算模型。结果表明:以分形维数(变差函数)为主的裂缝壁面粗糙度定量描述方法能够解释支撑剂在粗糙裂缝内运移沉降过程;支撑剂在粗糙裂缝内的运移、沉降和充填行为与光滑裂缝内有较大差异;不同的裂缝壁面粗糙度能导致支撑剂运移、沉降和充填方式的差异;粗糙裂缝输砂需要足够高的压裂液黏度及泵注排量才能保证支撑剂的有效流动;支撑剂质量分数越大需要与之匹配的流体黏度、携砂液排量越大;基于试验结果建立的粗糙裂缝内支撑剂相对覆盖率预测模型,能够实现对不同粗糙裂缝内不同施工参数组合下支撑剂覆盖范围的预测。

页岩气水平井分段压裂排采规律研究

目前页岩气水平井压裂后排采主要依靠现场经验,规律性不强。为此,通过挖掘气藏数值模型的功能,并结合井筒流动模型,初步研究了页岩气水平井分段压裂排采规律。基于正交设计原理,考虑了页岩基质参数、裂缝参数及生产参数等13个影响因素。结果表明,影响压后返排率的因素按影响程度排序依次为破胶液黏度、压力系数、井底流压、段数、单段注入量、裂缝半长、日排液量、返排时机、导流能力、束缚水饱和度、裂缝形态、裂缝支撑剖面和吸附气含量。为了取得最好的压裂后排采效果,上述不可控参数可作为选井、选段的重要依据,而可控参数可用来对压裂施工参数进行优化调整。该成果已在涪陵焦石坝区块的页岩气水平井压裂中成功应用,压裂后排采效果显著,多口应用井压裂后获得10×104 m3/d以上的产量,且稳产前景良好。

考虑井筒流动的垂直裂缝井稳态产能计算模型

由保角变换原理，将带垂直裂缝的油井渗流问题，转化为易于求解的单向渗流问题，然后由达西定律、质量守恒定律和压力耦合原理，通过微元体流动分析，导出了油藏－裂缝系统内压力所满足的二阶微分方程，进而导出无限导流和有限导流垂直裂缝井的产能计算公式。在此基础上，又建立了考虑垂向井街流动的计算模型。这是油藏－裂缝系统中的渗流和井筒中变质量管流的耦合模型，因而会更符合实际情况。最后，用矿场实例进行了验证，表明计算结果可靠，且方法简单、快捷，便于工程应用。

压裂优化设计方案的模糊决策方法及应用

依据模糊决策方法，对压裂设计方案进行了优选。该方法改变了以往压裂设计中只考虑单一优化目标函数的作法，综合考虑了不同压裂设计方案中的多个性能指标，因而可以认为更趋合理化。与以往压裂优化设计方案相比，结果与实际更相符。

阿南油田中高含水期重复压裂的研究与应用

针对二连油田阿南油藏中高含水期（５１％～７２％）重复压裂（以下简称复压）难见成效（施工泵压高、砂液比低及有效期短（尤其是多次复压时））的问题，提出了一套适用于该油藏的复压技术体系。包括选准复压井层、选好复压时机、优化复压设计、制定高砂比和强制闭合的工艺措施、严格的质量控制以及复压前后的注采匹配等内容。其核心是，使用现有常规数据，并借助油藏地质、油藏工程与压裂工程相结合的研究方法，选准井层，选好时机；应用高砂比和强制闭合的技术；以及注、采、压配套技术进步。经现场实施６口井，日产油量由压前的２７ｔ增加到８１ｔ，综合含水则由６０％降为４０％，平均１４ｄ回收了复压成本，６口井复压后累计生产６０８ｄ统计，已累积增油３２５２ｔ，累计创收２３６万元，并继续有效。实现了该油藏控水稳油，综合治理的开发要求，提高了整体复压工作水平，取得了好的经济效益。

考虑应力敏感性和长期导流能力条件下的支撑剂优选方法

针对以往压裂支撑剂优选方法的局限性,进行了研究改进,其要点包括长期导流能力的测试与评价分析;测试介质由原用的蒸馏水改为压裂液破胶液;研制了可考虑长期导流能力及应力敏感性的压裂井动态预测模型。研究结果表明,即使两种支撑剂的长期平均导流能力完全相同,但如初期导流能力及其随时间的下降幅度不同,则优选的结果也不同。这比以往的研究有重要改进,并会在一定程度上提高压裂的效果。